Simulação da partida a frio de óleos parafínicos a baixas temperaturas

A gelificação de óleos parafínicos é uma questão que, apesar de já estar sendo estudada há algumas décadas, ainda é um assunto que precisa ser muito bem desenvolvido e aprofundando. Uma vez que o cenário atual de produção de petróleo, principalmente o brasileiro, está se concentrando cada vez mais em regiões onde este tipo de óleo é presente, há uma crescente necessidade de um estudo aprofundado. Os petróleos parafínicos são normalmente encontrados em reservatórios localizados em água profunda e ultra profunda, onde a temperatura do leito marinho é muito baixa. Quando, por qualquer motivo, a produção for interrompida e o escoamento parar, o óleo que está na região do duto localizado no fundo do mar troca calor com o ambiente. A troca de calor ocasiona precipitação dos cristais e posterior gelificação com consequente mudança na reologia do óleo. A questão é complexa pelo fato de a reologia do petróleo adquirir um comportamento não newtoniano com dependência da temperatura após a gelificação. O objetivo do presente trabalho foi simular numericamente o escoamento de um fluido viscoplástico de Bingham com um modelo capaz de representar a dependência da reologia com a temperatura. O modelo é baseado na equação de Arrhenius e foi implementado em um software livre chamado OpenFoam. Neste programa, foi definida uma malha 2D que representasse um duto com comprimento e raio bem definidos. As simulações envolveram a aplicação de um gradiente de pressão durante um tempo de 80 segundos. Foi feito uma amostragem a partir dos resultados obtidos a partir da simulação e os dados foram plotados em programa livre chamado Pyxplot. Os resultados demostraram uma coerência muito boa do modelo de acordo com o que era esperado. As regiões de Plug-flow características do material de Bingham ficaram bem definidas. Também foi possível observar como essas regiões variam com a tensão de cisalhamento e com o gradiente de pressão. Os gráficos obtidos ilustraram bem a relação da viscosidade com a temperatura e tensão de cisalhamento, mostrando claramente como o aumento dessas grandezas diminuem os valores de viscosidade. Por fim, foi construído também um gráfico considerando a influência da variação do índice de potência na velocidadeThe gelation of wax crude oils is an issue that needs to be very well developed and deepened, despite already being studied for several decades. Since the current oil production scenario, mainly in Brazil, is focusing more and more in regions where this type of oil is common, there is an increasing need of a deeper study. The wax crude oils are usually found in reservoirs located where the water is deep or ultra-deep and the temperature are very low. When, for any reason, the production is interrupted and the flow stops, the oil in the region of the pipe located on the seabed heat exchange with the environment. This heat exchange causes the precipitation of the wax and then the gelation of the material change rheology. The issue is complex by the fact of the oil become non-newtonian with temperature dependence after the gelation. The goal of the present work was numerically simulate the flow of viscoplastic Bingham material with a model capable to represent temperature dependency in rheology. The model was based on the Arrenhius equation and implemented in a free software called OpenFoam. In this program was defined a 2D mesh to represent a pipe with length and radius well-defined. The simulation involved the application of a pressure gradient during a time of 80 seconds. It was made a sampling from the results of the simulation and the data was plotted using a free program called Pyxplot. The results displayed a good coherence of the model in accordance with what was expected. The Plug-flow regions typical of Bingham material have been well defined. It was also possible observe how this regions change with shear stress and the pressure gradient. The graphs also displayed the viscosity relation with shear stress and temperature, showing that the increasing of these magnitudes causes low viscosity values. Lastly, it was constructed a graph considering variation power-law index influence on velocit